北217-7HF井轨迹控制技术研究 

张国宾

摘 要：北217-7HF井位于松辽盆地南部长岭断陷龙凤山鼻状构造带，为一口二开水平井，轨迹为双二维设计，由于造斜点深、地层均质性差、摩阻扭矩高等原因，给轨迹控制带来严峻挑战。主要难点为以下三方面：一是直井段防斜打直困难。造斜点深就意味着直井段较长，由于各地层岩性、可钻性、倾角等特征的变化，导致井斜角超标，钻压不能完全释放，影响机械钻速；二是造斜点地层难钻且均质性差，造斜效率低。在登娄库组造斜，岩性为砂砾岩、细砂岩与灰色泥岩呈不等厚互，定向时工具面不稳定，造斜效率低，导致造斜率不能满足设计要求；三是水平段频繁调整轨迹，造成摩阻扭矩增加，施工风险增大。目的层为火石岭组，储层倾角大、分布不均，为了确保砂岩钻遇率，地质导向频繁调整轨迹“找层”，造成水平段轨迹呈“波浪”型。为了保证北217-7HF井井身质量，提高水平井段钻遇率，在施工之前对地质构造、地层特征、储层情况等进行分析，为水平段施工提前制定优化方案，减少轨迹调整和导向等停，实现油层钻遇率最大化。

关键词 ： 龙凤山地区双二维轨迹  钻具组合  轨迹优化

北217-7HF井设计井深4739.83m，设计垂深3690m，造斜点井深2735m，层位登娄库组，岩性为杂色、灰色含砾细砂岩、砂砾岩、细砂岩与棕色、灰色泥岩呈不等厚互层，水平位移1117.51m，目的层为火石岭组，岩性主要以角砾凝灰岩、凝灰岩为主。本井自上而下将钻遇第四系，泰康组，明水组、四方台组、嫩江组、姚家组、青山口组、泉头组、登娄库组、营城组、沙河子组、火石岭组。本文从地质角度研究分析，对直井段、造斜段和水平段进行分段优化，直井段主要通过对地层倾角分析和钻具组合优化实现防斜打直，造斜段主要从地层岩性分析和轨迹优化提高定向稳定性和造斜率，水平段依据储层分布和走向对轨迹进行优化，提高复合率，减少定向调整和地质等停，避免不规则井眼导致的摩阻扭矩增加，实现安全快速钻井。

1  地质概况

龙凤山地区位于松辽盆地长岭断陷的南部,面积约为300km2,是在西部拆离断层控制下发育的北西断、南东超的大型鼻状构造。自白垩纪经历断陷期、断坳转换期和坳陷期3期构造演化,断陷期自下而上发育火石岭组(K1h)、沙河子组(K1sh)和营城组(K1yc),断坳转换期发育登娄库组(K1d),坳陷期发育泉头组(K1q)、青山口组(K2qn)、姚家组(K2y)、嫩江组(K2n)、四方台组 (K2s)和明水组(K2m)。龙凤山地区主要受早期基底拆离断层与一系列近南北向西倾与东倾正断层所控制，后期抬升形成鼻状构造带，是油气长期运移的有利指向区。火石岭组时期，少量断裂开始活动，伴随断裂活动，火山大规模喷发，形成多个火山机构相互叠置的洼隆相间地形，中后期碎屑岩地层在早期火山岩体的洼隆相间地形上填平补齐，同时局部地区仍有小规模火山喷发。火石岭组末期，构造高部位地层遭受风化淋滤，地层被剥蚀严重，构造高部位仅残余火山岩地层，低部位为火山岩和碎屑岩地层。储层主要为火石岭组火山岩，岩性包括喷溢相安山岩、爆发相凝灰岩、火山角砾岩以及火山沉积相沉凝灰岩，储层为中孔低渗型储层。

2 井身结构与剖面设计概况

2.1 井身结构设计

该井设计为二开井身结构，一开使用311.2mm钻头钻至井深1260m，Φ244.5mm表层套管下深1259m，下至青山口组稳定地层处，封固上部疏松地层和大段泥岩层，为二开施工提供安全保障；二开使用Φ215.9mm钻头钻至设计井深，下入Φ139.7mm生产套管。井身结构见表1所示：

表1 井身结构设计表

开钻 顺序	钻头尺寸 mm	井深 m	套管外径 mm	套管底深 m	水泥封固段 m	类型 名称
一开	311.2	1260	244.5	1259	0～1259	表层套管
二开	215.9	4739.83	139.7	4736	0～4736	生产套管

2.2 井眼剖面设计

该井采用双二维变曲率井眼轨迹设计方式，造斜点2735m，造斜率设计为4.0°/30m，至2787.50m井斜角达到7.0°稳斜，稳斜至3163.94m增井斜，到3384.71m井斜增至40.89°再次稳斜，方位由315°调整至37.59°，造斜率设计为5.5°/30m，稳斜至3397.80m再次增井斜至80.55°进入A靶点，A靶点井深3622.32m，后根据目的层倾角变化将井斜角调整到77.05°。设计数据见表2所示。

表2  轨道设计各段数据

测深 (m)	井斜角 (°)	方位角 (°)	垂深 (m)	南北位移 (m)	东西位移 (m)	狗腿度 (°/30m)	造斜率 (°/30m)	靶点
0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00	0.00
2735.00	0.00	0.00	2735.00	0.00	0.00	0.00	0.00
2787.50	7.00	315.00	2787.37	2.26	-2.26	4.00	4.00
3163.94	7.00	315.00	3161.00	34.70	-34.70	0.00	0.00
3384.71	40.89	37.59	3362.47	104.40	1.37	5.50	4.60
3397.80	40.89	37.59	3372.36	111.18	6.59	0.00	0.00
3622.32	80.55	37.72	3480.00	263.12	123.89	5.30	5.30	A
4261.87	80.55	37.72	3585.00	762.12	509.89	0.00	0.00	K
4331.83	77.05	37.68	3598.59	816.41	551.85	1.50	-1.50
4739.83	77.05	37.68	3690.00	1131.12	794.89	0.00	0.00	B

3 轨迹控制技术

3.1 直井段轨迹控制技术

直井段是一口井深层水平井施工的关键井段，如果直井段井斜角超标或位移超出设计范围，不仅会给造斜段施工造成很大的麻烦，甚至造成井身质量不合格，严重时可能封井侧钻，因此直井段防斜打直至关重要。在北217-7HF井的直井段施工前，首先进行地质分析，从地层均质性、倾角以及岩性等方面，对钻具组合进行优化。由于地层均质性差，泥岩和砂岩互层多，钻遇地层倾角大时，会出现钻压与原始井眼轴线无法达到一致的情形，从而易发生井斜。为了释放钻压，不影响机械钻速，需要增加下部钻具的刚性和强度，减小钻柱弯曲变形导致钻头与原始井眼轴相偏离，在原钻具组合的基础上增加Φ203mm钻铤的数量，增加下部钻具刚性，同时增加钻头稳定性，防斜打直应用效果较好。

表3  优化前和优化后钻具组合

优化前	311.2mm钻头+Φ244mm1.25°等应力螺杆×1根+ 203mm无磁钻铤1根+φ310mm扶正器+203mm钻铤3根+177.8mm钻铤6根+127mm钻杆
优化后	311.2mm钻头+Φ244mm1.25°等应力螺杆×1根+单流阀+308mm螺旋扶正器+ 203mm无磁钻铤1根+托盘+203mm钻铤*6+177.8mm钻铤*3+头+127mm钻杆

3.2 造斜段轨迹控制技术

造斜点在登娄库组，岩性主要为灰色含砾细砂岩、砂砾岩与灰色泥岩呈不等厚互层，地层倾角约4.4°，由于该层位为区域盖层，地层致密，均质性差，定向时工具面不稳，进尺慢，造斜效率低。为了满足设计造斜率，通过对地层岩性分析优选造斜点，选择提前50m相对稳定的泥岩段造斜，优化后的狗腿度为1.8°/30m，狗腿度减小了55%，有效解决了前期造困难和造斜率不够的问题（表1）。另外，在轨迹控制过程中优选稳定性较强的钻头和造斜率高的造斜工具，保证造斜效率满足设计要求。根据该井设计最大造斜率，选择1.5°等应力大扭矩螺杆进行造斜，提高钻头破岩扭矩，避免钻头发生粘滑现象，使用双无磁避免定向仪器磁干扰，保证数据准确性，优化后的钻具组合为：215.9mm钻头+172mm1.5°等应力螺杆+165mm单流阀+210mm扶正器+176mm无磁钻铤+165mm无磁钻铤+165mm钻铤*3+165mm旁通阀+127mm加重钻杆*30+127mm钻杆。

表4  北217-7HF井造斜点优选后轨道前后对比表

井深/m	优化前		优化后
	井斜/°	狗腿度/（°·30m-1）	井斜/°	狗腿度/（°·30m-1）
2690.00	0.00	0.00	0.00	0.00
2715.00	0.00	0.00	1.50	1.80
2735.00	0.00	0.00	3.00	1.80
2760.00	3.33	4.00	4.50	1.80
2787.50	7.00	4.00	7.00	1.80

3.3 水平段轨迹控制技术

一般情况，设计水平段轨迹以一定井斜稳斜，然而实际储层砂岩薄厚和倾角起伏不确定，如果按照设计轨迹进行施工，钻遇砂岩较薄或者倾角变化较大时难免会“出层”，需要调整井斜“追层”，影响钻进速度和砂岩钻遇率，调整幅度较大时，由于摩阻扭矩增大可能导致卡钻。因此，需要根据地质构造、地震资料、邻井情况预测储层走向和厚度，对水平段轨迹进行提前优化，减少轨迹调整的同时保证在砂岩中穿行，为后期完井创造良好的施工环境。北217-7HF井储层整体为下倾走向，设计A点至K点井斜80.55°，K点至B点井斜77.05°，K点处需要调整井斜3.5°，由于后期钻具托压严重，钻头稳定性差，造斜率极低，对于深层长水平段进行大幅度井斜调整非常困难，稍有不慎可能从储层上部“出层”无法找回砂岩，导致提前完钻或者封井侧钻。通过对储层厚度和走向分析，对水平段轨迹优化，入窗前预留20m稳斜段，确保准确入窗，以井斜79°从储层上部进入A点，在K点前50m调整井斜至78°，稳斜至B点，优化后井斜角仅调整1°，大大减少轨迹调整，降低水平段摩阻扭矩，保证井眼轨迹在砂岩中行进。

表5  北217-7HF井水平段轨迹优化后数据表

测深(m)	井斜角(°)	方位角(°)	垂深(m)	狗腿度(°/30m)	靶点
3384.71	40.89	37.59	3362.47	5.50
3602.00	79.00	37.72	3475.82	5.30
3622.32	79.00	37.72	3479.00	5.30	A
4211.00	78.00	37.72	3575.86	0.05
4261.87	78.00	37.72	3586.62	0.00	K
4331.83	78.00	37.68	3601.31	0.00
4739.83	78.00	37.68	3687.00	0.00	B

图1  北217-7HF井水平轨迹优化示意图

4  结论及建议

（1）在施工之前收集大量邻井资料，详细掌握区块地质特点，结合工程设计，做好防斜措施、优选造斜点、优化水平轨迹等施工要点，制定最优井眼轨迹。

（2）在定向造斜过程中，根据地层岩性和地层特征，优选合适钻头，优化钻井参数，保证造斜效率，同时做好入窗前轨迹控制工作，确保准确进入储层。

（3）根据储层砂岩分布和走向优化水平段轨迹，减少轨迹调整，提高复合率，提高机械钻速，保证砂岩钻遇率。

参 考 文 献

[1]杨啸.Z703-H1井轨迹控制技术[J].石油和化工设备，2022(09):80-81.

[2]张光生，张红丽等.水平井井眼轨迹控制技术探讨[J].辽宁化工，2020(08):1020-1022.

[3]靳显令.油田钻井防斜打直技术的特点及科学应用[J].工艺技术，2019(06):209-210.

作者简介：张国宾，男，1984年出生，2007年毕业于长江大学石油工程专业，工程师，现从事油田钻井技术工作。